JP4974662B2 - 液化ガスの受入システム及び液化ガスの受入システムの運転方法 - Google Patents

Description

本発明は液化ガスの受入システム及び液化ガスの受入システムの運転方法に関し、特に、タンクローリー車と液化ガス貯槽との間の液化ガス移送ラインに液化ガスが残留しないよう液化ガスを当該液化ガス貯槽へ供給する場合に適用して有用なものである。

従来、ＬＮＧ（液化天然ガス）サテライト基地では、ＬＮＧの受入システムを介して、タンクローリー車のタンクに搭載されたＬＮＧをＬＮＧ貯槽に移送している（例えば、特許文献１参照）。

ここで、従来、タンクローリー車からＬＮＧ貯槽にＬＮＧを移送する際に用いられるＬＮＧの受入システムについて説明する。

図５は、従来技術に係るＬＮＧの受入システムの構成を示す概略図である。なお、図中の斜線部分はＬＮＧを示し、点部分は気化ガスである天然ガスを示している。同図に示すように、ＬＮＧの受入システムは、ＬＮＧを貯留するタンクであるＬＮＧ貯槽１０と、タンクローリー車６０のタンク６１とＬＮＧ貯槽１０とを接続する管路であるＬＮＧ移送ライン２０と、ＬＮＧを気化する加圧蒸発器５０と、タンク６１と加圧蒸発器５０との間に配設された加圧ライン４０と、加圧蒸発器５０に液化ガスを供給するＬＮＧ供給路３０とを備えている。

また、ＬＮＧ移送ライン２０は第１接続部２６とフレキシブルホース２２とを含み構成されている。この第１接続部２６とフレキシブルホース２２とは着脱自在に構成されており、フレキシブルホース２２と第１接続部２６とが接続してタンク６１からＬＮＧ貯槽１０に至るＬＮＧの供給路が構成されている。

ここで、ＬＮＧの移送作業は、次のように行われる。すなわち、ＬＮＧ供給路３０を介してタンク６１から加圧蒸発器５０にＬＮＧを供給し、この加圧蒸発器５０により気化された天然ガスが所定の圧力に調圧されて、タンク６１内に流入される。タンク６１内のＬＮＧは昇圧された天然ガスの圧力により、ＬＮＧ移送ライン２０を介してＬＮＧ貯槽１０に移送される。

通常、このようなＬＮＧの移送作業の際には、タンク６１内にあるＬＮＧの全量がＬＮＧ貯槽１０に移送されるため、タンク６１のＬＮＧが空になるときには、ＬＮＧ移送ライン２０内部、例えばその一部であるフレキシブルホース２２内部には加圧された天然ガスが残留するのみであり、液体のＬＮＧが残留することは稀である。

しかしながら、タンク６１のＬＮＧを全量ではなく一部の量をＬＮＧ貯槽１０に移送する場合、タンク６１からＬＮＧ貯槽１０へのＬＮＧの移送を途中で停止することから、フレキシブルホース２２内部等には液体のＬＮＧが残留することになる。この結果、フレキシブルホース２２を第１接続部２６から取外すときに、フレキシブルホース２２内に残留したＬＮＧが周囲に散乱して発火する虞がある。

最近では、タンクローリー車６０は輸送コストを低減するために一度に搬送するＬＮＧの量を増加させる傾向にあり、また、今後は小規模のＬＮＧサテライト基地が増設されると予想されている。したがって、上述したように、タンク６１の全量ではなく所定量のＬＮＧをＬＮＧ貯槽１０に移送する場合が増えると考えられており、このような場合においても安全にＬＮＧを移送することができる対策が望まれている。

特開２００２−５４７９６号公報

本発明は、かかる事情に鑑み、タンクローリー車と液化ガス貯槽との間の液化ガス移送ラインに液化ガスが残留しないよう液化ガスを当該液化ガス貯槽へ供給する液化ガスの受入システム及び液化ガスの受入システムの運転方法を提供することを目的とする。

上記目的を達成するための本発明の第１の態様は、液化ガスを搬送するタンクローリー車のタンクと液化ガス貯槽とを着脱自在に接続する管路である液化ガス移送ラインと、液化ガスを気化する加圧蒸発器と、前記加圧蒸発器により液化ガスを気化した気化ガスを前記タンクに供給する管路である加圧ラインとを具備し、前記加圧蒸発器から前記タンクに供給される前記気化ガスの圧力により前記液化ガス移送ラインを介して前記タンクから前記液化ガス貯槽へ液化ガスを移送させる液化ガスの受入システムにおいて、前記液化ガス移送ラインの前記タンク側と前記加圧ラインの前記タンク側とを連通する管路である第１バイパスと、この第１バイパスに介装されて当該第１バイパスを開閉する第１バイパス弁と、前記液化ガス移送ラインの前記液化ガス貯槽側と前記加圧蒸発器へ前記液化ガスを供給する液化ガス供給路とを連通する管路である第２バイパスと、この第２バイパスに介装されて当該第２バイパスを開閉する第２バイパス弁とを具備することを特徴とする液化ガスの受入システムにある。

かかる第１の態様では、加圧蒸発器による天然ガスが第１バイパスを介して液化ガス移送ラインに流入するよう構成されているため、この天然ガスの圧力により液化ガス移送ライン内に残留した液化ガスは液化ガス貯槽へと移送される。この結果、液化ガス移送ライン内に液化ガスが残留することを回避することができる。
また、液化ガス移送ラインに残留した液化ガスは第２バイパスを介して液化ガスの液化ガス供給路に流入するよう構成されているため、液化ガス移送ラインから液化ガスを除去することができる。

本発明の第２の態様は、第１の態様に記載する液化ガスの受入システムにおいて、前記液化ガス貯留タンクと前記気化ガスの供給を受ける気化ガス設備との間に配設されると共に前記気化ガスを貯留する気化ガス貯留タンクと、前記加圧ラインと前記気化ガス貯留タンクとを連通する管路である第３バイパスとを具備することを特徴とする液化ガスの受入システムにある。

かかる第２の態様では、液化ガス移送ラインに残留した液化ガスが除去されると共に、この除去した液化ガスは気化ガス貯留タンクを介して気化ガス設備に供給されるため、液化ガスを無駄なく利用することができる。

本発明の第３の態様は、第１又は第２の態様に記載する液化ガスの受入システムにおいて、前記タンクには、前記液化ガス移送ラインを着脱自在に接続する第１接続部、及び前記加圧ラインを接続する第２接続部が設けられており、前記第１バイパスは、前記第１接続部と前記第２接続部とを連通するよう配設されていることを特徴とする液化ガスの受入システムにある。

かかる第３の態様では、液化ガス移送ラインの全体に亘って残留したＬＮＧを押圧して、残留したＬＮＧを除去することができる。

本発明の第４の態様は、液化ガスを搬送するタンクローリー車のタンクと液化ガス貯槽とを着脱自在に接続する管路である液化ガス移送ラインと、液化ガスを気化する加圧蒸発器と、前記加圧蒸発器により液化ガスを気化した気化ガスを前記タンクに供給する管路である加圧ラインとを具備する液化ガスの受入システムの運転方法であって、前記液化ガス移送ラインの前記タンク側と前記加圧ラインの前記タンク側とを連通する管路である第１バイパスを配設し、前記第１バイパスに介装されて前記第１バイパスを開閉する第１バイパス弁を開放して前記加圧蒸発器の前記気化ガスを前記液化ガス移送ラインに流入させ、前記液化ガス移送ラインの前記液化ガス貯槽側と前記加圧蒸発器への前記液化ガスの供給路とを連通する管路である第２バイパスを配設し、前記第２バイパスに介装されて前記第２バイパスを開閉する第２バイパス弁を開放して前記液化ガス移送ライン内に残留した液化ガスを前記供給路へ流入させることを特徴とする液化ガスの受入システムの運転方法にある。

かかる第４の態様では、加圧蒸発器による天然ガスを第１バイパスを介して液化ガス移送ラインに流入させるため、この天然ガスの圧力により液化ガス移送ライン内に残留した液化ガスは液化ガス貯槽へと移送される。この結果、液化ガス移送ライン内に液化ガスが残留することを回避することができる。
また、液化ガス移送ラインに残留した液化ガスを第２バイパスを介して液化ガス供給路に流入させるため、液化ガス移送ラインから液化ガスを除去することができる。

本発明によれば、加圧蒸発器による天然ガスが第１バイパスを介して液化ガス移送ラインに流入するよう構成されているため、この天然ガスの圧力により液化ガス移送ライン内に残留した液化ガスは液化ガス貯槽へと移送される。この結果、液化ガス移送ライン内に液化ガスが残留することを回避することができる。また、液化ガス移送ラインに残留した液化ガスは第２バイパスを介して液化ガス供給路に流入するよう構成されているため、液化ガス移送ラインから液化ガスを除去することができる。

したがって、特にタンクローリー車のタンクに搭載された液化ガスの一部の量しか液化ガス貯槽に供給しないような場合において、液化ガス移送ライン内に液化ガスが残留することにより周囲に液化ガスを散乱させることや、液化ガスを発火させることなどを懸念することもなく、液化ガス移送ラインを安全にタンクから切り離すことができる。

また、本発明によれば、液化ガス移送ラインに残留した液化ガスが除去されると共に、この除去した液化ガスは気化されて需要者の気化ガス設備に供給されるため、液化ガスを無駄なく利用することができる。

以下、本発明を実施するための最良の形態について説明する。なお、本実施形態の説明は例示であり、本発明は以下の説明に限定されない。

＜実施形態１＞
本実施形態は、タンクローリー車から液化ガスの一例である液化天然ガス（ＬＮＧ）を受け入れて貯蔵し、ＬＮＧを気化したものである天然ガスを需要者に供給するＬＮＧサテライト基地において、ＬＮＧ貯蔵基地に配設されたＬＮＧ貯槽とタンクローリー車との間に配設される管路内にＬＮＧを残留させずにＬＮＧ貯槽へＬＮＧを移送することが可能なＬＮＧ受入システムを実現するものである。

図１は、実施形態１に係るＬＮＧの受入システムの構成を示す概略図である。図１に示すように、実施形態１に係るＬＮＧガスの受入システムは、ＬＮＧを貯留するタンクであるＬＮＧ貯槽１０と、タンクローリー車６０のタンク６１とＬＮＧ貯槽１０とを接続する管路であるＬＮＧ移送ライン２０と、ＬＮＧを気化する加圧蒸発器５０と、タンク６１と加圧蒸発器５０との間に配設された加圧ライン４０と、加圧蒸発器５０に液化ガスを供給するＬＮＧ供給路３０とを備え、更に、ＬＮＧ移送ライン２０の第１接続部２６と第３接続部４６とを連通する第１バイパス８０と、ＬＮＧ移送ライン２０とＬＮＧ供給路３０との間に配設された第２バイパス９０とを更に具備している。

詳言すると、ＬＮＧ移送ライン２０は、タンク６１とＬＮＧ貯槽１０との間に配設されて、タンク６１に搭載されたＬＮＧをＬＮＧ貯槽１０に供給する管路である。具体的には、このＬＮＧ移送ライン２０は、蛇腹状に形成された管路であるフレキシブルホース２２とタンク６１側に設けられたＬＮＧの排出口となる第１接続部２６とを含み構成されている。この第１接続部２６は管状部材である第１接続管２５と、その先端部に設けられたフレキシブルホース２２の取付部２３と、第１接続管２５に介装されて第１接続管２５を開閉する第１移送ライン弁２１とから構成されている。この取付部２３にフレキシブルホース２２を取り付けることにより、ＬＮＧ移送ライン２０がタンク６１とＬＮＧ貯槽１０とを連通し、ＬＮＧの供給が可能になる。

また、ＬＮＧ移送ライン２０のフレキシブルホース２２の基端部側には、ＬＮＧ移送ライン２０を開閉する第２移送ライン弁２４が介装されており、液化ガスの流れを制御することが可能となっている。

なお、ＬＮＧ移送ライン２０は、上述のようにフレキシブルホース２２や第１接続部２６を介して接続される場合に限定されず、一本の管状部材がタンク６１に直接的に着脱自在に接続された構成であってもよい。

タンク６１の近傍にはＬＮＧを気化して天然ガスを発生させる加圧蒸発器５０が配設されている。この加圧蒸発器５０には、加圧蒸発器５０にＬＮＧを供給する管路であるＬＮＧ供給路３０、及び天然ガスをタンク６１に供給する管路である加圧ライン４０が接続されている。すなわちタンク６１内のＬＮＧがＬＮＧ供給路３０を介して加圧蒸発器５０に供給され、加圧蒸発器５０によりＬＮＧを気化した天然ガスが加圧ライン４０を介してタンク６１内に供給されるよう構成されている。

詳言すると、ＬＮＧ供給路３０は、タンク６１と加圧蒸発器５０との間に配設されてタンク６１内のＬＮＧを加圧蒸発器５０に供給する管路である。このＬＮＧ供給路３０は、タンク６１に対して着脱自在に接続可能になっている。具体的には、このＬＮＧ供給路３０は、蛇腹状に形成された管路であるフレキシブルホース３２と、タンク６１側に設けられたＬＮＧの排出口となる第２接続部３６とを含み構成されている。この第２接続部３６は管状部材である第２接続管３５と、その先端部に設けられたフレキシブルホース３２の取付部３３と、第２接続管３５に介装されて第２接続管３５を開閉する第１供給路弁３１とから構成されている。なお、ＬＮＧ供給路３０のフレキシブルホース３２の基端部側には、ＬＮＧ供給路３０を開閉する第２供給路弁３４が介装されており、液化ガスの流れを制御することが可能となっている。

なお、タンク６１以外に、加圧蒸発器５０にＬＮＧを供給する他のＬＮＧ供給手段があるならば、このＬＮＧ供給路３０は必ず設けなければならないものではない。

加圧ライン４０は、タンク６１と加圧蒸発器５０との間に配設されて加圧蒸発器５０による天然ガスをタンク６１に供給する管路である。この加圧ライン４０は、タンク６１に対して着脱自在に接続可能になっている。具体的には、この加圧ライン４０は、蛇腹状に形成された管路であるフレキシブルホース４２と、タンク６１側に設けられた天然ガスの受入口となる第３接続部４６とを含み構成されている。この第３接続部４６は管状部材である第３接続管４５と、その先端部に設けられたフレキシブルホース４２の取付部４３と、第３接続管４５に介装されて第３接続管４５を開閉する第１加圧ライン弁４１とから構成されている。この取付部４３にフレキシブルホース４２を取り付けることにより、加圧蒸発器５０がタンク６１と接続され、加圧蒸発器５０からタンク６１への天然ガスの供給が可能になる。なお、加圧ライン４０のフレキシブルホース４２の基端部側には、加圧ライン４０を開閉する第２加圧ライン弁４４と、気化ガスの圧力を調整する圧力調整弁４７とが介装されている。

第１バイパス８０は、第１接続管２５と第３接続管４５とを連通する管路であり、この第１バイパス８０には第１バイパス８０を開閉する第１バイパス弁８１が介装されている。なお、第１バイパス８０の取り付け位置は上述した箇所に限定されず、ＬＮＧ移送ライン２０のタンク６１側と加圧ライン４０のタンク６１側との間を連通するならばどこでもよい。

第２バイパス９０は、ＬＮＧ移送ライン２０とＬＮＧ供給路３０との間に上下方向に延設された管路である。ここでＬＮＧ供給路３０は、ＬＮＧ移送ライン２０よりも下方に設けられている。つまり、ＬＮＧ移送ライン２０内に流れるＬＮＧは第２バイパスを介してＬＮＧ供給路３０へ流入するよう構成されている。

また、本実施形態では、第２バイパス９０の一端は、ＬＮＧ移送ライン２０のフレキシブルホース２２よりもＬＮＧ貯槽１０側に接続されると共に、他端は加圧ライン４０のフレキシブルホース４２よりもＬＮＧ貯槽１０側に接続されている。また、第２バイパス９０には第２バイパス９０を開閉する第２バイパス弁９１が介装されている。

なお、上述したように、加圧蒸発器５０に対してタンク６１からのＬＮＧ供給路３０を設けない場合は、この第２バイパス９０を設ける必要はない。

なお、本実施形態では、需要者の有する天然ガス設備に対して天然ガスを供給する供給系は次のように構成されている。ＬＮＧ貯槽１０のＬＮＧが加圧蒸発器７０により気化されて天然ガスとなり、この天然ガスが圧力調整弁７１、１０４により所定圧力値に調圧されて需要者の天然ガス設備に供給される。なお、ＬＮＧ貯槽１０には払い出し用の加圧蒸発器１１が設けられている。すなわち、ＬＮＧ貯槽１０内のＬＮＧが加圧蒸発器１１により気化されて天然ガスとなり、圧力調整弁１２により昇圧された天然ガスの圧力により、ＬＮＧ貯槽１０のＬＮＧが加圧蒸発器７０に供給される。

一方、加圧蒸発器７０と需要者との間には内部に充填された天然ガスの発熱量を調整する気化ガス貯留タンクであるミキシングタンク１０３が介装されている。このミキシングタンク１０３は管路である第３バイパス１００を介して加圧蒸発器５０と接続されている。すなわち、ＬＮＧ貯槽１０に貯留されたＬＮＧがＬＮＧ加圧蒸発器７０により気化された天然ガスと、後述するように加圧蒸発器５０により気化された天然ガスとがミキシングタンク１０３内で混合して、需要者に供給されるように構成されている。

かかる構成のＬＮＧの受入システムにおいて、通常、タンク６１からＬＮＧ貯槽１０へのＬＮＧの移送は次のように行われる。まず、タンク６１に対してＬＮＧ移送ライン２０、ＬＮＧ供給路３０、及び加圧ライン４０をそれぞれ第１接続部２６、第２接続部３６、第３接続部４６に接続する。そして第１乃至第２供給路弁３１、３４を開放して加圧蒸発器５０にＬＮＧを供給し、第１乃至第２加圧ライン弁４１、４４を開放して加圧蒸発器５０による天然ガスを圧力調整弁４７により所定の圧力値に調圧してタンク６１内に供給する。

例えば、この天然ガスの圧力値を０．４５ＭＰａとし、ＬＮＧ貯槽１０の内部圧である０．３ＭＰａよりも高く設定することで、タンク６１とＬＮＧ貯槽１０との内部圧の差圧により、タンク６１内のＬＮＧをＬＮＧ移送ライン２０を経由してＬＮＧ貯槽１０に移送させることができる。

このとき、第１バイパス弁８１、及び第２バイパス弁９１は閉止している。したがって、ＬＮＧ供給路３０からＬＮＧ移送ライン２０へはＬＮＧが流入しないようになっている。すなわち、上述したように第１バイパス弁８１、及び第２バイパス弁９１を閉止した状態の受入システムにおけるＬＮＧの移送や天然ガスの流れは従来の受入システムと同様である。

一方、タンク６１のＬＮＧの全量ではなく一部の量をＬＮＧ貯槽１０に移送するに、ＬＮＧ移送ライン２０内でＬＮＧが残留することを回避する受入システムの構成について説明する。

図２及び図３は、実施形態１に係るＬＮＧの受入システムの運転状況を示す概略図である。図２に示すように、第１移送ライン弁２１、及び第１供給路弁３１が閉止されている。これによりタンク６１からタンク貯槽１０、及び加圧蒸発器５０へのＬＮＧの移送が停止し、フレキシブルホース２２からＬＮＧ貯槽１０へ至るＬＮＧ移送ライン２０内部にＬＮＧが残留している。したがって、第１加圧ライン弁４１を閉止すると共に第１バイパス弁８１を開放することで、ＬＮＧ供給路３０に残留したＬＮＧが加圧蒸発器５０で気化され、その天然ガスが第１バイパス８０を介してＬＮＧ移送ライン２０に流入する。この天然ガスの圧力により、ＬＮＧ移送ライン２０内に残留したＬＮＧはＬＮＧ貯槽１０へと移送され、この結果、ＬＮＧ移送ライン２０内にＬＮＧが残留することを回避することができる。

なお、上述したように第１バイパス８０の一端は、第１接続部２６の第１接続管２５に接続されているため、天然ガスはフレキシブルホース２２の先端部側から基端部側へ向かってフレキシブルホース２２内部の全体に亘って残留したＬＮＧを押圧して、残留したＬＮＧを除去することができる。

フレキシブルホース２２には特にＬＮＧが残留しやすいこと、及びフレキシブルホース２２を第１接続部２６から取外す際にその内部に残留したＬＮＧが周囲に散乱しやすいことから、第１バイパス８０の一端を上述したように第１接続部２６に取り付けて確実に残留したＬＮＧを除去することは特に有用である。

更に、次のようにして、ＬＮＧ移送ライン２０内に残留したＬＮＧを取り除くことができる。図３に示すように、図２の状態から第２移送ライン弁２４、及び第２加圧ライン弁４４は閉止されており、第２バイパス弁９１、及び第３バイパス弁１０１が開放されている。このとき、上述したようにＬＮＧ供給路３０はＬＮＧ移送ライン２０よりも下方に設置されており、且つ第２バイパス９０も上下方向に亘って延設されているため、ＬＮＧ移送ライン２０に残ったＬＮＧはその自重で第２バイパス９０を経由してＬＮＧ供給路３０に流入することになる。

この結果、ＬＮＧ移送ライン２０内部にはＬＮＧが残留せず、フレキシブルホース２２を第１接続部２６から取外してもＬＮＧが周囲に散乱する虞もない。また自重によりＬＮＧ供給路３０に流入させているため、特別な動力を要する場合等と比較して低コストで実現することができる。

なお、ＬＮＧ供給路３０に流入したＬＮＧは、加圧蒸発器５０により気化されて天然ガスになると共に、第３バイパス１００を介してミキシングタンク１０３に流入する。ミキシングタンク１０３に流入した天然ガスはＬＮＧ貯槽１０のＬＮＧが気化したものと混合し、所定の発熱量調整が行われた後、圧力調整弁１０４により調圧されて需要者へ供給される。

このようにＬＮＧ移送ライン２０内などに残留したＬＮＧも最終的には需要者へ供給されるため、ＬＮＧを無駄なく利用することができる。従来、ＬＮＧが気化したものである天然ガスはベントスタック用弁１１０を介してベントスタックへ送られ、大気中へ排出されていたことを鑑みると、本実施形態に係る受入システムは、このように大気中へ放出されるはずだった天然ガスを需要者に供給するため、経済的であるだけでなく、大気中に放出する温室効果ガスの量を削減できるという環境面での効果を奏する。

＜実施形態２＞
図４は、実施形態２に係るＬＮＧの受入システムの運転状況を示す概略図である。なお、実施形態２に係るＬＮＧの受入システムを有するＬＮＧサテライト基地のうち、実施形態１に係るＬＮＧの受入システムを有するＬＮＧサテライト基地と同一のものには同一の符号を付し、重複する説明は省略する。

図４に示すように、第１供給路弁３１、第１移送ライン弁２１、第２移送ライン弁２４、及び第２加圧ライン弁４４が閉止されており、且つ第２供給路弁３４、第１加圧ライン弁４１、第１バイパス弁８１、及び第２バイパス弁９１が開放されている。すなわち、タンク６１内部の天然ガスやボイルオフガスが、加圧ライン４０、第１バイパス８０、ＬＮＧ移送ライン２０、第２バイパス９０、ＬＮＧ供給路３０、第３バイパス１００を順次経由して、ミキシングタンク１０３に流入するよう構成されている。

このとき、タンク６１内部の天然ガス等がＬＮＧ移送ライン２０に残留したＬＮＧに触れて、これを気化するため、ＬＮＧ移送ライン２０内部にＬＮＧが残留することを防止することができる。

一方、タンクローリー車６０は、ＬＮＧサテライト基地から離れて公道を走行する際には、タンク６１の内部圧を所定値（例えば０．４０ＭＰａ）以下に減圧する必要がある。したがって、上述したようにタンク６１内部の天然ガスやボイルオフガスをミキシングタンク１０３に流入させることで、かかる減圧とＬＮＧ移送ライン２０内に残留したＬＮＧを除去することを同時に行うことができる。

本発明は、ＬＮＧサテライト基地を運用する産業で利用することができる。

実施形態１に係るＬＮＧの受入システムの構成を示す概略図である。 実施形態１に係るＬＮＧの受入システムの運転状況を示す概略図である。 実施形態１に係るＬＮＧの受入システムの運転状況を示す概略図である。 実施形態２に係るＬＮＧの受入システムの運転状況を示す概略図である。 従来技術に係るＬＮＧの受入システムの構成を示す概略図である。

符号の説明

１０ ＬＮＧ貯槽
２０ ＬＮＧ移送ライン
２２ フレキシブルホース
２６ 第１接続部
３０ ＬＮＧ供給路
３２ フレキシブルホース
４０ 加圧ライン
４２ フレキシブルホース
４６ 第３接続部
５０ 加圧蒸発器
６０ タンクローリー車
６１ タンク
７０ 加圧蒸発器
８０ 第１バイパス
９０ 第２バイパス
１００ 第３バイパス
１０３ ミキシングタンク

Claims (4)

1. 液化ガスを搬送するタンクローリー車のタンクと液化ガス貯槽とを着脱自在に接続する管路である液化ガス移送ラインと、液化ガスを気化する加圧蒸発器と、前記加圧蒸発器により液化ガスを気化した気化ガスを前記タンクに供給する管路である加圧ラインとを具備し、
   前記加圧蒸発器から前記タンクに供給される前記気化ガスの圧力により前記液化ガス移送ラインを介して前記タンクから前記液化ガス貯槽へ液化ガスを移送させる液化ガスの受入システムにおいて、
   前記液化ガス移送ラインの前記タンク側と前記加圧ラインの前記タンク側とを連通する管路である第１バイパスと、
   この第１バイパスに介装されて当該第１バイパスを開閉する第１バイパス弁と、
   前記液化ガス移送ラインの前記液化ガス貯槽側と前記加圧蒸発器へ前記液化ガスを供給する液化ガス供給路とを連通する管路である第２バイパスと、
   この第２バイパスに介装されて当該第２バイパスを開閉する第２バイパス弁とを具備することを特徴とする液化ガスの受入システム。
2. 請求項１に記載する液化ガスの受入システムにおいて、
   前記液化ガス貯留タンクと前記気化ガスの供給を受ける気化ガス設備との間に配設されると共に前記気化ガスを貯留する気化ガス貯留タンクと、
   前記加圧ラインと前記気化ガス貯留タンクとを連通する管路である第３バイパスとを具備することを特徴とする液化ガスの受入システム。
3. 請求項１又は請求項２に記載する液化ガスの受入システムにおいて、
   前記タンクには、前記液化ガス移送ラインを着脱自在に接続する第１接続部、及び前記加圧ラインを接続する第２接続部が設けられており、
   前記第１バイパスは、前記第１接続部と前記第２接続部とを連通するよう配設されていることを特徴とする液化ガスの受入システム。
4. 液化ガスを搬送するタンクローリー車のタンクと液化ガス貯槽とを着脱自在に接続する管路である液化ガス移送ラインと、液化ガスを気化する加圧蒸発器と、前記加圧蒸発器により液化ガスを気化した気化ガスを前記タンクに供給する管路である加圧ラインとを具備する液化ガスの受入システムの運転方法であって、
   前記液化ガス移送ラインの前記タンク側と前記加圧ラインの前記タンク側とを連通する管路である第１バイパスを配設し、前記第１バイパスに介装されて前記第１バイパスを開閉する第１バイパス弁を開放して前記加圧蒸発器の前記気化ガスを前記液化ガス移送ラインに流入させ、
   前記液化ガス移送ラインの前記液化ガス貯槽側と前記加圧蒸発器への前記液化ガスの供給路とを連通する管路である第２バイパスを配設し、前記第２バイパスに介装されて前記第２バイパスを開閉する第２バイパス弁を開放して前記液化ガス移送ライン内に残留した液化ガスを前記供給路へ流入させることを特徴とする液化ガスの受入システムの運転方法。